孤岛采油厂利用侧钻技术破解开发困局

2025年是“十四五”规划收官之年，孤岛油田高质量发展的成色究竟如何？

一组亮眼数据给出有力回应：五年来，孤岛采油厂累计实施侧钻井745口，油井开井率达到89.6%，位列胜利油田陆上油田第一，累计增油突破百万吨，盘活低效资产逾11亿元，原油产量连续三年超产稳产。这场由侧钻技术驱动的“油井再生革命”，背后蕴藏着怎样的逆袭密码？

困局：成长的烦恼

“十三五”时期的孤岛油田开发战场，曾经历了一场严峻的“成长阵痛”：新老区产能建设如同被按下“减速键”，勘探空间受限与主体单元井网加密饱和，让依赖新井上产的传统模式如强弩之末，老油田稳产基础逐步弱化。

套损问题像侵蚀肌体的“顽疾”，上千口套损井如同生锈的齿轮，锁住千万吨储量，成为导致老油田自然递减加剧的因素之一。尽管加大新钻井的速度，但新老区产能规模依然持续下降，难以遏制储量的失控步伐，稳产底盘日渐松动。

更令人忧心的是，报废、长停井导致负效资产上升，2020年负效折耗达到1.15亿元，影响盈亏平衡点1美元/桶。若全部采用新井来恢复失控储量，需要年新钻井160口左右，势必导致折耗增长、人均管井数上升、风险管控难度增大。

能不能打破被动定式？能不能止住下滑趋势？孤岛还行不行？采油厂党委剑指核心：盘活废弃资产，破局突围！

破局：小井筒里的大乾坤

所谓“侧钻”，就是给老井进行“微创手术”。它不同于常规钻井的“另起炉灶”，而是从老井井筒侧部“打新井”，就像在旧房子里开新窗，既能利用原有井网基础，又能以更低成本盘活老油区。

从2019年起，孤岛采油厂将“侧钻技术”的战略定位从单井的“井筒重建”逐步升级为“井网重构”，锻造出一条从精准井位储备到核心技术配套、精益管理提升的低成本高效能侧钻技术链。

孤岛油田馆1+2单元，27个零散砂体曾因井网不完善“营养不良”。技术人员像绣花一样“一小层一认识”，用老井侧钻织密注采网络，在未打一口新井的情况下，产量上升65吨/天，采油速度提高0.2%，水驱控制程度提高11.9%。

经过多年努力，地面可实施的停产及报废井基本治理完成，年产油能力30万吨。2025年，孤岛采油厂调整工作重心，锚定“少井、多控、高产、长效”目标，攻关焦点由停产报废井转向无效低效井，将274口高含水井和35口低液井作为治理“第一方阵”，挖潜阵地逐步转移。

东16-平10井套变低效治理后，产量由1.3吨上升到13吨，成为孤岛第一口大斜度套内开窗井、第一口水平井换井底、第一口钻完井一体化的成功案例。2025年，该厂实施侧钻工作量57口，单井产量由0.8吨提高到5.3吨，实现了“无效变有效、低效变高效、高效再提效”。

“科学用活侧钻技术，每一口侧钻井都以‘老井身’焕发出‘新井魂’，在地下油藏中辟出效益开发‘新阵地’。”油层工程专家谢向东话语中带着破局的笃定。

蝶变：老油田的“第二春”

吃到“侧钻”的红利，孤岛采油厂技术创新的脚步更加有力。

针对侧钻井井眼小、产能释放难的痛点，技术团队研发出“水力喷砂射孔+小井眼防砂+高效解堵+长效举升”组合拳，实现“提质、提速、提效”三大技术迭代升级，产能得到进一步释放，平均单井液量提升3—5吨。

“侧钻技术不是简单的修修补补，而是一场开发理念的革命。”孤岛采油厂副厂长郑昕说，“从‘井网加密’到‘井网重构’，从‘被动稳产’到‘主动挖潜’，我们走出了一条老油田低成本高效能的重生之路。”

以高效高质为“指挥棒”，从井位论证到施工验收，孤岛采油厂建立了“厂长挂帅、多部门协同”的作战体系。地质人员带着油藏模型“逐井过筛”，工艺人员按照“先易后难”排兵布阵，5月底前已有121口批复，井位实现“方案最优、效益最好”。施工中，“驻井监督+风险预判”模式让浅层气、高压区等“隐形陷阱”无所遁形，确保了作业全程风险受控、质量过硬。

如今的孤岛油区，曾经的长停井旁立起了新井架，低效井场重现“出油欢歌”。截至目前，侧钻井日产油同比增加70吨，油水井开井数持续攀升，盈亏平衡油价逆势下降。

这些从老井筒里“长”出来的新希望，不仅为高效开发注入了强心剂，更向业界证明：只要创新不止，老油田永远有“青春密码”。（大众新闻记者 顾松 通讯员 尹东宁）